Alcaraz - Instalación de energías renovables en una casa de campo aislada de la red.

INSTALACIÓN DE
ENERGÍAS
RENOVABLES EN
UNA CASA DE
CAMPO AISLADA DE
LA RED
MEMÒRIA PRESENTADA PER:
RUBÉN ALCARAZ MASCARELL
GRAU EN ENGINYERIA ELÈCTRICA
Convocatòria de defensa: OCTUBRE 2018
ÍNDICE
1. MEMORIA
1.1 RESUMEN
2
2
1.2 PALABRAS CLAVE
3
1.3 EMPLAZAMIENTO
3
1.4 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN
3
1.5 REGLAMENTACIÓN Y NORMAS TÉCNICAS CONSIDERADAS
3
1.6 CLIMATOLOGÍA
4
2. CÁLCULOS
2.1 CONSUMOS
8
8
2.2 CÁLCULOS COMPONENTES INSTALACIÓN
2.2.1 Cálculo instalación fotovoltaica
21
21
2.2.1.1 Paneles fotovoltaicos
21
2.2.1.2 Cálculo instalación eólica
2.2.3 Baterias
25
27
2.2.4 Regulador
29
2.2.5 Inversor
29
2.2.6 Soportes paneles fotovoltaicos
30
2.3 CALCULO DE SECCIONES Y PROTECCIONES DE LA INSTALACIÓN
33
2.3.1 Tramo paneles fotovoltaicos a caja de conexiones
33
2.3.2 Tramo de caja de conexiones a regulador de carga
34
2.3.3 Tramo del regulador de carga a las baterías
34
2.3.4 Tramo de las baterías al inversor
34
2.3.5 Tramo del inversor a CGMP
35
3. COSTE DE LA INSTALACIÓN
36
4. CALCULO DE AMORTIZACIÓN DE LA INSTALACIÓN
37
Paginas web donde se recopila la información.
38
Esquema instalación
39
1
1. MEMORIA
1.1.
RESUMEN
El objetivo de este proyecto es diseñar, justificar y legalizar una instalación
híbrida,fotovoltaica y eólica aislada de la red, de una casa de campo situada en el municipio
de Ador. La vivienda se encuentra en una zona des-urbanizada sin acceso a la red eléctrica.
Dicha vivienda cubre todas las necesidades para una familia de cuatro personas
En la actualidad reciben la electricidad a través de un grupo electrógeno de diésel. La
prioridad de este proyecto es cubrir todas las necesidades energéticas de la casa a través de
energías renovables, realizar la instalación de acuerdo con toda la normativa vigente,
justificar los elementos y consumos que componen esta instalación.
Por ello, con la instalación de paneles fotovoltaicos y un aerogenerador la vivienda no
tendría la necesidad de recurrir a energías contaminantes como el diésel.
Además de dar a conocer ante la Administración los elementos y medidas de seguridad que
se adoptaran y obtener la autorización para la instalación y puesta en servicio de la
instalación.
RESUMEN EN INGLÉS
The objective of this project is to design, justify and legalize a hybrid installation,
photovoltaic and wind isolated from the network, of a country house located in the
municipality of Ador. The house is located in a de-urbanized area without access to the
electricity grid. This housing covers all the needs for a family of four people
Currently they receive electricity through a diesel generator set. The priority of this project
is to cover all the energy needs of the house through renewable energy, perform the
installation in accordance with all current regulations, justify the elements and consumptions
that make up this installation.
Therefore, with the installation of photovoltaic panels and a wind turbine the house would
not have the need to resort to polluting energies such as diesel.
In addition to making known to the Administration the elements and security measures that
will be adopted and obtaining authorization for the installation and commissioning of the
installation.
2
1.2.
PALABRAS CLAVE
 Renovables
 Eólica
 Fotovoltaica
 Auto-consumo
 Aislada
1.3.
EMPLAZAMIENTO
El proyecto esta emplazado en la Calle Casa l’Alfas ,en el municipio de Ador (Valencia) La
casa de campo tiene las siguientes coordenadas: 38°54'57.75"N 0°12'16.66"O.
1.4.
DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN
Se dispone de una vivienda de campo a la que se debe dar servicio eléctrico, cuyas
dimensiones son 650 m². La potencia instalada en la vivienda es de es de 17876 W.
Al ser semejante la superficie útil de la vivienda su grado de electrificación también lo erá,
por tanto sus necesidades energéticas serán similares.
Con respecto a los paneles solares se montarán, en un terreno adyacente, el cuál actualmente
no se le da ningún uso. Dicho paneles estarán montados sobre estructura de aluminio a nivel
del suelo.
1.5.
REGLAMENTACIÓN Y NORMAS TÉCNICAS CONSIDERADAS
Para la redacción del presente Proyecto, se ha tenido en cuenta los Reglamentos y
Disposiciones siguientes:
 Instalación eléctrica:
-Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión e Instrucciones Técnicas Complementarias
(Real Decreto 842/2002 de 2 de Agosto de 2002)
-Ley 54/1997 de 27 de noviembre del Sector Eléctrico (BOE nº 285 de 28/11/1977)
-Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de
energía eléctrica en régimen especial (BOE nº 126, de 26/05/2007).
-Pliego de condiciones técnicas para instalaciones fotovoltaicas
aisladas de la red,
publicado por el Instituto para la Diversidad y Ahorro de la Energía (IDAE).
3
1.6.
CLIMATOLOGÍA
Para instalaciones fotovoltaicas es muy importante tener en cuenta la situación de la
instalación ya que son determinantes para para su calculo posterior.
En Ador, los veranos son calientes, bochornosos y mayormente despejados; los inviernos
son largos, fríos, ventosos y parcialmente nublados y está seco durante todo el año. Durante el
transcurso del año, la temperatura generalmente varía de 7 °C a 30 °C y rara vez baja a menos
de 3 °C o sube a más de 32 °C.
La figura siguiente muestra una ilustración compacta de las temperaturas promedio por hora
de todo el año. El eje horizontal es el día del año, el eje vertical es la hora y el color es la
temperatura promedio para ese día y a esa hora.
Nubes
En Ador, el promedio del porcentaje del cielo cubierto con nubes varía considerablemente
en el transcurso del año.
4
La parte más despejada del año en Ador comienza aproximadamente el 13 de junio; dura 2,7
meses y se termina aproximadamente el 5 de septiembre. El 24 de julio, el día más despejado
del año, el cielo está despejado, mayormente despejado o parcialmente nublado el 90 % del
tiempo y nublado o mayormente nublado el 9 % del tiempo.
La parte más nublada del año comienza aproximadamente el 5 de septiembre; dura 9,3
meses y se termina aproximadamente el 13 de junio. El 31 de octubre, el día más nublado del
año, el cielo está nublado o mayormente nublado el 47 % del tiempo y despejado,
mayormente despejado o parcialmente nublado el 54 % del tiempo.
Sol
La duración del día en Ador varía considerablemente durante el año. En 2018, el día más
corto es el 21 de diciembre, con 9 horas y 26 minutos de luz natural; el día más largo es el 21
de junio, con 14 horas y 54 minutos de luz natural.
La salida del sol más temprana es a las 6:34 el 14 de junio, y la salida del sol más tardía es 1
hora y 48 minutos más tarde a las 8:22 el 27 de octubre. La puesta del sol más temprana es a
las 17:38 el 7 de diciembre, y la puesta del sol más tardía es 3 horas y 52 minutos más tarde a
las 21:30 el 28 de junio.
5
Viento
La velocidad promedio del viento por hora en Ador tiene variaciones estacionales leves en
el transcurso del año.
La parte más ventosa del año dura 6,1 meses, del 22 de octubre al 24 de abril, con
velocidades promedio del viento de más de 14,5 kilómetros por hora. El día más ventoso del
año en el 16 de diciembre, con una velocidad promedio del viento de 16,8 kilómetros por
hora.
El tiempo más calmado del año dura 5,9 meses, del 24 de abril al 22 de octubre. El día más
calmado del año es el 5 de agosto, con una velocidad promedio del viento de 12,1 kilómetros
por hora.
La dirección predominante promedio por hora del viento en Ador varía durante el año.
El viento con más frecuencia viene del este durante 4,8 meses, del 8 de mayo al 3 de
octubre, con un porcentaje máximo del 42 % en 22 de agosto. El viento con más frecuencia
viene del oeste durante 7,2 meses, del 3 de octubre al 8 de mayo, con un porcentaje máximo
del 47 % en 1 de enero.
6
Energía Solar
Esta sección trata sobre la energía solar de onda corta incidente diaria total que llega a la
superficie de la tierra en una área amplia, tomando en cuenta las variaciones estacionales de la
duración del día, la elevación del sol sobre el horizonte y la absorción de las nubes y otros
elementos atmosféricos. La radiación de onda corta incluye luz visible y radiación
ultravioleta.
La energía solar de onda corta incidente promedio diaria tiene variaciones estacionales
extremas durante el año.
El período más resplandeciente del año dura 3,3 meses, del 7 de mayo al 16 de agosto, con
una energía de onda corta incidente diaria promedio por metro cuadrado superior a 6,8 kWh.
El día más resplandeciente del año es el 5 de julio, con un promedio de 8,0 kWh.
El periodo más obscuro del año dura 3,4 meses, del 28 de octubre al 11 de febrero, con una
energía de onda corta incidente diaria promedio por metro cuadrado de menos de 3,4 kWh. El
día más obscuro del año es el 16 de diciembre, con un promedio de 2,2 kWh.
7
2. CÁLCULOS
2.1.
CONSUMOS
Los consumos diarios están realizados dependiendo del mes y las condiciones climáticas,
los cuales son aproximados teniendo en cuenta los siguientes parámetros:
 Potencia del receptor.
 Unidades
 Horas de funcionamiento diarias.
Receptores instalados en la vivienda:
Aparato
Potencia
(W)
Unidades
Televisión
70
3
Horno
2615
1
Microondas
900
1
Vitrocerámica
2000
1
Extractor cocina
180
1
Lavadora
2000
1
Plancha
2400
1
Compresor
Termodinámica
ACS
500
1
Luminaria
9
15
Nevera
400
1
Congelador
800
1
Bomba pozo
736
1
Aire
Acondicionado
1500
3
Puerta cochera
300
1
Multimedia
200
1
Tabla 1. Potencia de receptores
8
Enero
Aparato
Potencia (W)
Unidades
Horas de
funcionamiento
Kwh/dia
Televisión
70
3
3,2
0,672
Horno
2615
1
0,1
0,262
Microondas
900
1
0,2
0,18
Vitrocerámica
2000
1
0,6
1,2
Extractor cocina
180
1
1,5
0,270
Lavadora
2000
1
0,4
0,8
Plancha
2400
1
0,3
0,72
Compresor
Termodinámica
ACS
500
1
2
1
Luminaria
9
15
4
0,513
Nevera
400
1
3
1,2
Congelador
800
1
1,5
1,2
Bomba pozo
736
1
0,5
0,368
Aire
Acondicionado
1500
3
0,5
2,25
Puerta cochera
300
1
0,2
0,06
Multimedia
200
1
1,5
0,3
Total
10,995
Tabla 2. Consumo diario mes de Enero
9
Febrero
Aparato
Consumo
Unidades
Horas de
funcionamiento
Kwh/dia
Televisión
70
3
3,2
0,672
Horno
2615
1
0,1
0,262
Microondas
900
1
0,2
0,18
Vitrocerámica
2000
1
0,6
1,2
Extractor cocina
180
1
1,5
0,270
Lavadora
2000
1
0,4
0,8
Plancha
2400
1
0,3
0,72
Compresor
Termodinámica
ACS
500
1
2
1
Luminaria
9
15
3,5
0,473
Nevera
400
1
3
1,2
Congelador
800
1
1,5
1,2
Bomba pozo
736
1
0,5
0,368
Aire
Acondicionado
1500
3
0,4
1,8
Puerta cochera
300
1
0,2
0,06
Multimedia
200
1
1,5
0,3
Total
10,505
Tabla 3. Consumo diario mes de Febrero
10
Marzo
Aparato
Consumo
Unidades
Horas de
funcionamiento
Kwh/dia
Televisión
70
3
3,2
0,672
Horno
2615
1
0,1
0,262
Microondas
900
1
0,2
0,18
Vitrocerámica
2000
1
0,6
1,2
Extractor cocina
180
1
1,5
0,270
Lavadora
2000
1
0,4
0,8
Plancha
2400
1
0,3
0,72
Compresor
Termodinámica
ACS
500
1
1,7
0,85
Luminaria
9
15
3,3
0,446
Nevera
400
1
3
1,2
Congelador
800
1
1,5
1,2
Bomba pozo
736
1
0,4
0,294
Aire
Acondicionado
1500
3
0,3
1,35
Puerta cochera
300
1
0,2
0,06
Multimedia
200
1
1,5
0,3
Total
9,804
Tabla 4. Consumo diario mes de Marzo
11
Abril
Aparato
Consumo
Unidades
Horas de
funcionamiento
Kwh/dia
Televisión
70
3
3,2
0,672
Horno
2615
1
0,1
0,262
Microondas
900
1
0,2
0,18
Vitrocerámica
2000
1
0,6
1,2
Extractor cocina
180
1
1,5
0,270
Lavadora
2000
1
0,4
0,8
Plancha
2400
1
0,3
0,72
Compresor
Termodinámica
ACS
500
1
1,6
0,8
Luminaria
9
15
3,3
0,446
Nevera
400
1
3
1,2
Congelador
800
1
1,5
1,2
Bomba pozo
736
1
0,4
0,294
Aire
Acondicionado
1500
3
0,4
1,8
Puerta cochera
300
1
0,2
0,06
Multimedia
200
1
1,5
0,3
Total
10,204
Tabla 5. Consumo diario mes de Abril
12
Mayo
Aparato
Consumo
Unidades
Horas de
funcionamiento
Kwh/dia
Televisión
70
3
3,2
0,672
Horno
2615
1
0,1
0,262
Microondas
900
1
0,2
0,18
Vitrocerámica
2000
1
0,6
1,2
Extractor cocina
180
1
1,5
0,270
Lavadora
2000
1
0,4
0,8
Plancha
2400
1
0,3
0,72
Compresor
Termodinámica
ACS
500
1
1,5
0,75
Luminaria
9
15
3,3
0,446
Nevera
400
1
3
1,2
Congelador
800
1
1,5
1,2
Bomba pozo
736
1
0,4
0,294
Aire
Acondicionado
1500
3
0,35
1,575
Puerta cochera
300
1
0,2
0,06
Multimedia
200
1
1,5
0,3
Total
9,929
Tabla 6. Consumo diario mes de Mayo
13
Junio
Aparato
Consumo
Unidades
Horas de
funcionamiento
Kwh/dia
Televisión
70
3
3,2
0,672
Horno
2615
1
0,1
0,262
Microondas
900
1
0,2
0,18
Vitrocerámica
2000
1
0,6
1,2
Extractor cocina
180
1
1,5
0,270
Lavadora
2000
1
0,4
0,8
Plancha
2400
1
0,3
0,72
Compresor
Termodinámica
ACS
500
1
1,3
0,65
Luminaria
9
15
3,3
0,446
Nevera
400
1
3
1,2
Congelador
800
1
1,5
1,2
Bomba pozo
736
1
0,4
0,294
Aire
Acondicionado
1500
3
0,4
1,8
Puerta cochera
300
1
0,2
0,06
Multimedia
200
1
1,5
0,3
Total
10,054
Tabla 7. Consumo diario mes de Junio
14
Julio
Aparato
Consumo
Unidades
Horas de
funcionamiento
Kwh/dia
Televisión
70
3
3,2
0,672
Horno
2615
1
0,1
0,262
Microondas
900
1
0,2
0,18
Vitrocerámica
2000
1
0,6
1,2
Extractor cocina
180
1
1,5
0,270
Lavadora
2000
1
0,4
0,8
Plancha
2400
1
0,3
0,72
Compresor
Termodinámica
ACS
500
1
1
0,5
Luminaria
9
15
3,3
0,446
Nevera
400
1
3
1,2
Congelador
800
1
1,5
1,2
Bomba pozo
736
1
0,4
0,294
Aire
Acondicionado
1500
3
0,5
2,25
Puerta cochera
300
1
0,2
0,06
Multimedia
200
1
1,5
0,3
Total
10,354
Tabla 8. Consumo diario mes de Julio
15
Agosto
Aparato
Consumo
Unidades
Horas de
funcionamiento
Kwh/dia
Televisión
70
3
3,2
0,672
Horno
2615
1
0,1
0,262
Microondas
900
1
0,2
0,18
Vitrocerámica
2000
1
0,6
1,2
Extractor cocina
180
1
1,5
0,270
Lavadora
2000
1
0,4
0,8
Plancha
2400
1
0,3
0,72
Compresor
Termodinámica
ACS
500
1
1,3
0,65
Luminaria
9
15
3,3
0,446
Nevera
400
1
3,1
1,24
Congelador
800
1
1,7
1,36
Bomba pozo
736
1
0,5
0,368
Aire
Acondicionado
1500
3
0,5
2,25
Puerta cochera
300
1
0,2
0,06
Multimedia
200
1
1,5
0,3
Total
10,778
Tabla 9. Consumo diario mes de Agosto
16
Septiembre
Aparato
Consumo
Unidades
Horas de
funcionamiento
Kwh/dia
Televisión
70
3
3,2
0,672
Horno
2615
1
0,1
0,262
Microondas
900
1
0,2
0,18
Vitrocerámica
2000
1
0,6
1,2
Extractor cocina
180
1
1,5
0,270
Lavadora
2000
1
0,4
0,8
Plancha
2400
1
0,3
0,72
Compresor
Termodinámica
ACS
500
1
1,4
0,7
Luminaria
9
15
3,4
0,459
Nevera
400
1
3
1,2
Congelador
800
1
1,6
1,28
Bomba pozo
736
1
0,4
0,295
Aire
Acondicionado
1500
3
0,4
1,8
Puerta cochera
300
1
0,2
0,06
Multimedia
200
1
1,5
0,3
Total
10,198
Tabla 10. Consumo diario mes de Septiembre
17
Octubre
Aparato
Consumo
Unidades
Horas de
funcionamiento
Kwh/dia
Televisión
70
3
3,2
0,672
Horno
2615
1
0,1
0,262
Microondas
900
1
0,2
0,18
Vitrocerámica
2000
1
0,6
1,2
Extractor cocina
180
1
1,5
0,270
Lavadora
2000
1
0,4
0,8
Plancha
2400
1
0,3
0,72
Compresor
Termodinámica
ACS
500
1
1,5
0,75
Luminaria
9
15
3,4
0,459
Nevera
400
1
3
1,2
Congelador
800
1
1,6
1,28
Bomba pozo
736
1
0,4
0,295
Aire
Acondicionado
1500
3
0,3
1,8
Puerta cochera
300
1
0,2
0,06
Multimedia
200
1
1,5
0,3
Total
10,248
Tabla 11. Consumo diario mes de Ocubre
18
Noviembre
Aparato
Consumo
Unidades
Horas de
funcionamiento
Kwh/dia
Televisión
70
3
3,2
0,672
Horno
2615
1
0,1
0,262
Microondas
900
1
0,2
0,18
Vitrocerámica
2000
1
0,6
1,2
Extractor cocina
180
1
1,5
0,270
Lavadora
2000
1
0,4
0,8
Plancha
2400
1
0,3
0,72
Compresor
Termodinámica
ACS
500
1
1,5
0,75
Luminaria
9
15
3,7
0,5
Nevera
400
1
3
1,2
Congelador
800
1
1,6
1,28
Bomba pozo
736
1
0,4
0,295
Aire
Acondicionado
1500
3
0,4
1,8
Puerta cochera
300
1
0,2
0,06
Multimedia
200
1
1,5
0,3
Total
10,289
Tabla 12. Consumo diario mes de Noviembre
19
Diciembre
Aparato
Consumo
Unidades
Horas de
funcionamiento
Kwh/dia
Televisión
70
3
3,2
0,672
Horno
2615
1
0,1
0,262
Microondas
900
1
0,2
0,18
Vitrocerámica
2000
1
0,6
1,2
Extractor cocina
180
1
1,5
0,270
Lavadora
2000
1
0,4
0,8
Plancha
2400
1
0,3
0,72
Compresor
Termodinámica
ACS
500
1
1,7
0,85
Luminaria
9
15
3,8
0,513
Nevera
400
1
3
1,2
Congelador
800
1
1,6
1,28
Bomba pozo
736
1
0,4
0,295
Aire
Acondicionado
1500
3
0,4
1,8
Puerta cochera
300
1
0,2
0,06
Multimedia
200
1
1,5
0,3
Total
10,402
Tabla 13. Consumo diario mes de Diciembre
20
A continuación realizaremos una tabla con la potencia consumida cada mes en relación a las
potencias mensuales según los días de cada mes:
Mes
Días
KWh/mes
Enero
31
340,845
Febrero
28
294,140
Marzo
31
303,924
Abril
30
306,120
Mayo
31
307,799
Junio
30
301,620
Julio
31
320,974
Agosto
31
334,118
Septiembre
30
305,940
Octubre
31
317,688
Noviembre
30
308,670
Diciembre
31
322,462
Tabla 13. Potencia consumida mensual
2.2.
CÁLCULO COMPONENTES INSTALACIÓN
2.2.1.
Cálculo instalación fotovoltaica
2.2.1.1.
Paneles fotovoltaicos
Para la realización de una instalación fotovoltaica debemos realizar una buena elección en
los paneles fotovoltaicos, los cuales son los encargados de de captar la energía solar y
transformarla en energía eléctrica. Para adaptar la instalación y obtener una mayor producción
en los meses más desfavorables deberemos elegir la inclinación que más se ajuste a ella.
El panel fotovoltaico elegidos para esta instalación es el siguiente:
Sharp NU-RC300 / 300W
Pmax (Wp)
300
Voc (V)
39,4
Isc (A)
9,97
Vmpp (V)
31,2
Impp (A)
9,63
ηm (%)
18,3
Tabla 14. Características panel fotovoltaico
21
En un primer momento, nos hemos basado en la fórmula por la cual se calcula un ángulo
mediante la latitud de la zona donde se instalarán los módulos. Dicho angulo de inclinación
seria para una instalación fotovoltaica anual. Teniendo Ador (Valencia) una latitud de 38 ºN
tendremos como resultado:
β = Latitud – 10
β = 38 -10 =28º
Ahora utilizaremos el PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System) para ver los
datos de radiación solar en la misma instalación situada en Ador.
La utilización de esta plataforma, nos permite disponer de manera fiable y actualizada los
valores de insolación para la localización que vayamos a estudiar.
En primer lugar, será necesario ubicar nuestro emplazamiento en el mapa que la plataforma
nos facilita. En segundo lugar, señalar el ángulo para el cual queremos obtener los resultados.
A continuación, mostramos los valores indicados y obtenidos PVGIS.
Observamos que disponemos de altos niveles de irradiación en los meses de verano y
valores menores en los meses de invierno, como es natural. Consideramos aumentar el ángulo
de inclinación de las placas con el objetivo de aumentar los valores de irradiación en invierno
ya que nuestros mayores consumos se localizan en los meses de invierno y por lo tanto nos
interesará una mayor producción en los paneles. Hemos aumentado el ángulo hasta 50º.
Adjuntamos a continuación los valores de radiación obtenidos para el ángulo elegido (50º) y
el intermedio de (40º) y observamos que efectivamente hemos aumentado los valores para los
meses de invierno, reduciendo los valores en verano y, por consiguiente la reducción del
número de placas.
22
Mes
35º
40º
50º
Enero
4050
4190
4410
Febrero
4850
4970
5090
Marzo
5840
5870
5830
Abril
5960
5880
5610
Mayo
6290
6110
5640
Junio
6710
6460
5850
Julio
6950
6710
6110
Agosto
6550
6420
6040
Septiembre
5790
5790
5660
Octubre
5080
5160
5230
Noviembre
4130
4260
4450
Diciembre
3670
3820
4010
Tabla 15. Irradiación solar a 35º, 40º y 50º
El pagina del PVGIS nos daba como angulo optimo de inclinación 35º que lo utilizaremos
mas adelante, para ves si las perdidas causadas por la inclinación elegida de 50º no son
superiores a un 20% respecto a la inclinación optima. Según se indica en el Pliego de
Condiciones Técnicas de Instalaciones Aisladas de Red (IDAE).
A continuación calcularemos las perdidas por inclinación :
Mes
35º
50º
-20%
Enero
4050
4410
3240
Febrero
4850
5090
3880
Marzo
5840
5830
4672
Abril
5960
5610
4768
Mayo
6290
5640
5032
Junio
6710
5850
5368
Julio
6950
6110
5560
Agosto
6550
6040
5240
Septiembre
5790
5660
4632
Octubre
5080
5230
4064
Noviembre
4130
4450
3304
Diciembre
3670
4010
2936
23
Tabla 16. Perdidas causadas por inclinación respecto irradiación optima
En la siguiente tabla calcularemos los amperios hora mensuales utilizando la siguiente
formula:
Ah/mes = (Kwh * 1000) / (Vinstalación * η)
Tras esta operación conociendo los Ah/mes y la radiación PVGIS podremos conocer el
coeficiente del mes más desfavorable, el Cmd, realizando la siguiente operación:
Días
Mes
Radiación Radiación Consumo Ah/mes
día PVGIS KWh/mes
mes
PVGIS
Ah/dia
Cmd
31
Enero
4410
142,258
340,845
10144,196 327,232
71,308
28
Febrero
5090
181,786
294,140
8754,167
312,649
48,156
31
Marzo
5830
188,064
303,924
9045,357
291,786
48,097
30
Abril
5610
187
306,120
9110,714
303,690
48,72
31
Mayo
5640
181,935
307,799
9160,685
295,506
50,35
30
Junio
5850
195
301,620
8976,786
299,227
46,034
31
Julio
6110
197,097
320,974
9552,798
308,155
48,467
31
Agosto
6040
187,240
334,118
9943,988
320,774
53,108
30
Septiembre
5660
188,667
305,940
9105,357
303,512
48,26
31
Octubre
5230
168,710
317,688
9454,405
304,980
56,039
30
Noviembre
4450
148,333
308,670
9186,607
306,220
61,93
31
Diciembre
4010
129,355
322,462
9597,083
309,583
74,192
Tabla 17. Coeficiente mes desfavorable
Para el calculo de paneles solares realizaremos las operaciones necesarias para calcular el
numero de paneles fotovoltaicos para cubrir con las necesidades de consumo de nuestra
instalación. Deberemos tener en cuenta el coeficiente del mes más desfavorable (Cmd), el
cual es Diciembre con un 74,192. A parte realizaremos un sobre-dimensionamiento de la
instalación de un 20%.
Nº de lineas en paralelo = (Cmd * Coeficiente de sobre-dimensionamiento)/ Impp Placa
Nº de lineas en paralelo = ( 74,192 * 1,2) / 9,63 = 9,245
N.º placas en serie = V instalación / V placa = 48 / 31,2 = 1,538
El resultado seria de 2 grupos de 5 lineas de paneles fotovoltaicos en paralelo y 2 en serie en
cada una de las lineas. De esa forma tendríamos dos reguladores de carga para las baterías y
24
en caso de fallo de uno continuaríamos teniendo la mitad de la instalación fotovoltaica en
funcionamiento.
Teniendo en cuenta la tensión de los paneles solares en serie seria de 62,4 Vdc a máximo
rendimiento utilizaremos un regulador MPPT ajustado a 48 voltios y a la intensidad de total
de los paneles solares.
2.2.2.
Cálculo instalación eólica
El aerogenerador se utilizara como apoyo a la instalación solar, para que en caso de que la
instalación solar no saque el 100% de su rendimiento por cuestiones climatología o un
consumo rápido de las baterías ayudar a cargar estas.
Para el aerogenerador elegiremos el E30PRO de Enair, el cual está diseñado para cubrir la
demanda energética de cualquier vivienda habitual, incluso con viento bajo. Su eficiencia de
generación y diseño nos permite generar energía con muy bajo viento y a su vez soportar de
forma eficiente la generación de fuertes vientos. Su producción se sitúa en más de 30kWh/día,
con un viento entre 8 y 12m/s de media.
25
Datos técnicos aerogenerador E30PRO
Número de palas
3
Material palas
Fibra de vidrio con resinas y núcleo de poliuretano
Generador
250rpm nominaleds | imanes de neodimio
Potencia
3000W
Potencia nominal
1900W (IEC 61400-2)
Tensión
48V
Clase de viento
CLASS I / IEC 61400-2 / NVN I - A
Diámetro
3,8m
Sentido de giro
Horario
Área de barrido
11,34m2
Peso
125Kg
Aplicaciones
Carga de baterias 24 o 48V y conexión a red
Viento de arranque
2m/s
Velocidad nominal
11m/s
Velocidad regulación del paso variable
12m/s
Velocidad de supervivencia
60m/s
Rango de generación eficiente
De 2 a 60m/s
Tipo
Rotor de eje horizontal a barlovento
Orientación
Sistema pasivo con timón de orientación
Control de potencia
Sistema de paso variable pasivo centrifugo con dos
velocidades de actuación
Transmisión
Directa
Freno
Eléctrico por cortocircuito y aerodinámico por paso
variable
Controlador
Carga de baterías
Ruido
48db | Reducción al mínimo debido al diseño de las palas
y las bajas revoluciones. 1% más que el ruido ambiente
del viento
Torre
Celosía, presilla, tubular. Abatibles o fijas de alturas
variables según condiciones
26
2.2.3.
Baterías
Las baterías serán las encargadas de acumular toda la energía generada por los paneles
solares durante las horas de radiación y dotar de autonomía la instalación.
Para las baterías utilizaremos la de tipo estacionarias OPZs con un nivel de descarga de
hasta el 80%, pero el calculo lo realizaremos para un nivel de descarga de un 70%. Utilizando
un 70% conseguiremos alargar la vida útil de las baterías.
Como observamos en la tabla 17, el mes con el consumo Ah/día mas desfavorable es Enero
con 327,232 Ah/día el cual utilizaremos para el calculo de las baterías al igual que deberemos
tener cuenta los 3 días de autonomía con los que debe contar la instalación.
Hemos considerado rebajar el valor de días de autonomía de las baterías al mínimo exigido
por IDAE (3 días) por distintas causas:

Considerando la zona de Levante como zona con una alta radiación incluida la época de
invierno.

Considerando que la instalación esta dotada de paneles fotovoltaicos y de un
aerogenerador.

Considerando que la vivienda ya posee de un generador de gasolina de apoyo a la
instalación híbrida.
A continuación con los datos obtenidos y a través de la siguiente formula calcularemos la
capacidad de las baterías:
Cbat = (Ah/año más desfavorables * días de autonomía)/ Profundidad de descarga
Cbat = ( 327,232 * 3 ) / 0,7 = 1402,423 Ah
Una vez calculada la capacidad de la batería escogeremos la cual teniendo en cuenta las
horas que debe tener de autonomía, que en este caso son 72 horas.
N.º horas de descarga = 72 h →C72
27
Batería BAE 12PVS 1800: La batería estacionaria BAE 12PVS 1800 para C72 es de 1699
Ah.
Tal y como especifica IDAE referente a la las horas de descarga de las baterías: “Cantidad
de carga que es posible extraer de una batería en 20 horas, medida a una temperatura de 20
°C, hasta que la tensión entre sus terminales llegue a 1,8 V/vaso.
C20 =1486 Ah
C20≥C bat, en nuestro caso, este dato se cumple.
Observando el capítulo de IDAE, en el que se especifica que para asegurar una adecuada
recarga de las baterías, la capacidad nominal del acumulador (en Ah) no excederá en 25 veces
la corriente (en A) de cortocircuito del generador fotovoltaico.
En nuestro caso, puesto que tenemos una ISC total de:
Isc = Isc panel * Nºpaneles = 9,97 * 20 = 199,4
Obtendremos unos valores muy por debajo de los restrictivos, por lo que nuestra instalación
cumple sin problemas esta condición.
28
El modelo de la batería elegido es el OPZs BAE 12 PVS 1800 con C10 valor 1320 Ah. Esto
significa que puede dar una corriente de 132 A durante 10 horas.Por lo tanto siendo cada vaso
de 2V, utilizaremos 24 con el fin de llegar a los 48V de la instalación.
https://autosolar.es/pdf/BAE_SECURA_SOLAR.pdf
2.2.4.
Regulador
Procedemos a calcular el regulador, que se encargará de controlar constantemente el estado
de la carga de las baterías, así como la intensidad de carga con el propósito de alargar al
máximo su vida.
Como hemos mencionado antes, hemos distribuido las placas en 2 grupos los cuales irán
cada uno asociado a un regulador diferente. Hemos considerado esta posibilidad porque
hemos desestimado utilizar únicamente un regulador ya que en caso de fallo de éste, la
instalación quedaría completamente fuera de servicio.
Para la calculo del regulador hemos realizado la siguiente operación:
Imax = Nº lineas paralelo * I mpp
Imax = 5 * 9,63 = 48,15 A
Los reguladores elegidos serán el MPPT 150/60 de Victron Energy el cual hemos obtenido
en la siguiente dirección:
https://autosolar.es/pdf/MPPT-150V-45A_a_150V-100A.pdf
2.2.5.
Inversor
Dado que el inversor debe poder proporcionar una potencia instantánea para cubrir todas las
necesidades en un momento dado la cual es 17876 W. Por otra parte el la potencia consumida
instantánea nunca sera el máximo de la potencia instalada como hemos observado en los
cálculos mensuales, por lo que consideraremos un factor de simultaneidad de un 50% menos
de la potencia de instalación.
Para ello utilizaremos la siguiente formula:
Pinversor = Pinstalada * Cs
Pinversor = 17876 * 0,5
Pinversor = 8938 W
Una vez realizado el calculo observamos que la potencia del inversor tendría de ser de 9000
W, actuando de la misma manera que en los paneles solares y los reguladores dividiremos la
potencia del inversor. Los inversores elegidos son 48/5000/70-100/100 de la marca Victron
29
Energy de 4500 W de manera continua y de 10000w de potencia pico. De esa manera en caso
de fallo de uno de ellos siempre tendremos un suministro mínimo de 4500 W.
Por otra parte, el cargador, es el encargado de activar un generador de energía alternativo a
los paneles solares en caso de que las baterías bajen del mínimo de tensión. Es en este caso,
cuando el cargador activa el generador y alimenta simultáneamente tanto las baterías.
Las necesidades de nuestra instalación estarán cubiertas con ambos inversores, y que
tendremos una potencia total de los inversores de 9000kW.
2.2.6.
Soportes paneles fotovoltaicos
En soportes es muy importante que el fabricante garantice la integridad de la estructura de
soporte y el sistema de fijación de módulos pues éstos se ven expuestos a dilataciones
térmicas, condiciones meteorológicas adversas o el llamado “efecto vela” que puede producir
el viento sobre la placa al disponer esta de gran inclinación, como resulta en nuestro caso.
La estructura de soporte debe garantizar las sobrecargas de nieve, de acuerdo con lo
indicado en el Código Técnico de la Edificación (CTE).
El estudio de las distancias y elementos de suportación están desarrollados para el ángulo de
inclinación especificado al inicio de la memoria y que corresponde a 50º.
Nuestro objetivo es economizar el espacio de la instalación sin alterar su correcto
funcionamiento. El principal problema que nos encontramos, se debe a que como resultado de
la inclinación del panel, se producen sombras ya que no mantiene la misma inclinación que la
superficie que los sustenta. Por ello hemos desarrollado un estudio con la finalidad de
conseguir la menor distancia entre placas sin que se generen sombras unas sobre otras.
La resolución de este problema ha de hacerse mediante el estudio geométrico de la
superficie de trabajo. Este estudio se ha realizado para el caso más desfavorable, donde la
declinación solar incide sobre nuestra superficie con el menor ángulo. Esto se corresponde
con el solsticio de invierno, el día 21 de diciembre, y cuyo valor es -23,45º.
30
Aplicando la fórmula γs = (90° + Ф + δ) siendo Ф el valor de la latitud de nuestro
emplazamiento y δ el valor de la declinación más desfavorable. Como resultado, obtenernos:
γs = ( 90º - 38,54 – 23,45 )
γs = 28,01º
Aplicando la siguiente fórmulas:
dmin = b * ((sin( γs + β)/(sin γs ))
dmin = 1,66 * (( sin( 28,01 + 60) / (sin 28,01 ))
dmin = 3,533 m
El lugar y las dimensiones donde pondremos los paneles solares son los mostrados a
continuación a traves de la aplicación de Google Earth:
31
Como podemos observar, el área para la instalación de los paneles fotovoltaicos es muy
extensa, por lo que no tendremos ningún problema en la separación entre filas de los paneles
solares.
La forma en que vamos a distribuir los paneles solares es de 4 filas en grupos de 5 paneles
fotovoltaicos.
Los módulos fotovoltaicos se fijaran a una estructura de acero inoxidable anclada sobre
bloques de hormigón. Toda la tornillería sera de acero inoxidable.
Como se indica el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Aisladas de Red:
La tornillería empleada deberá ser de acero inoxidable. En el caso de que la estructura sea
galvanizada se admitirán tornillos galvanizados, exceptuando los de sujeción de los módulos a
la misma, que serán de acero inoxidable.
La sujeción de la estructura a los bloques de hormigón se realizara a través de taco químico.
La estructura utilizada es de Techno Sun, ajustable de 30º a 60º. La ficha técnica se puede
consultar en el siguiente enlace:
http://www.technosun.com/es/descargas/Techno-Sun-estructura-ajustablesuperficie-planaficha-EN.pdf
32
2.3.
CALCULO DE SECCIONES Y PROTECCIONES DE LA INSTALACIÓN
El cableado dimensionado presentará una sección suficiente para asegurar que se minimizan
las pérdidas por caída de tensión.
Para el cálculo de las secciones de los conductores empleados, nos hemos apoyado en el
Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (REBT).
Para estudiar las secciones y protecciones óptimas para la instalación, hemos considerado
separar los cálculos según tramos, para mostrarlos de la manera más clara y esquemática
posible.
2.3.1.
Tramo paneles fotovoltaicos a caja de conexiones
Según establece la UNE-EA 0038-2008, para el cableado de string se empleará cable tipo
FOTOVOLTAICO ZZ-F. Este tipo de conductores se ha desarrollado para su utilización única
en instalaciones fotovoltaicas, de forma que presenta las cualidades óptimas para este uso. Se
ha seleccionado el cable de la compañía General Cable, Exzhellent Solar ZZ-F. Es un cable de
cobre estañado y flexible de clase 5 con aislamiento y cubierta exterior, además su tensión
asignada de aislamiento es de 1,8 kV en corriente continua.
https://cdn.generalcable.com/assets/documents/LATAM%20Documents/Chile
%20Site/Productos%20y%20Soluciones/ERNC/Solares/Exzhellent-Solar-ZZ-F-(AS).pdf?
ext=.pdf
Para este grupo de placas calculamos la sección del conductor sabiendo que se debe cumplir
la condición de la caída de tensión para toda la parte de corriente continua de igual o menor
que 1.5%.
Como los dos grupos son iguales, el mismo calculo nos servira para los dos grupos de
paneles fotovoltaicos. Debemos tener en cuenta la aplicación de un factor de 0,9 conveniente
por estar expuesto al sol (sobrecalentamiento por radiación solar… UNE 20435), y 0,9
adicional por considerar un ambiente que pueda llegar a 50 ºC (UNE 20460-5-523), tenemos
como intensidad:
I’ = 1,25x9,97/(0,9x0,9) =15,39 A
Con este valor, utilizamos la siguiente expresión para calcular la sección del conductor,
desde placa a caja de conexiones:
S = (2*L*I)/(γ*e)
S = ( 2*11,2*15,39)/(44* (39,4*2*(0,45/100))
S = 22,1 mm²
Por lo que consultando el catálogo del fabricante, elegiremos una sección de 25 mm².
33
Hemos obtenido la sección para la línea que conectará las 2 placas, este proceso será
idéntico para las para el otro grupo de paneles al ser de idénticas características. Hemos
decidido poner fusibles de 16 A con el fin de proteger y a la vez poder aislar eléctricamente
los paneles en caso de necesidades de mantenimiento o realización de pruebas .
2.3.2.
Tramo de caja de conexiones a regulador de carga
Las cajas de conexiones estarán situadas en el interior de la vivienda junto a los reguladores,
baterías e inversores.
Para el cable que conecta la caja de conexiones y los reguladores, utilizaremos el mismo que
en apartado anterior.
La distancia entre la caja de conexiones y el regulador sera de 1,5 m. Para este tramo
consideraremos una caida de tensión de 0.45%, con el objetivo de poder tener en la parte de
CC, como se indica en IDAE, un máximo de 1.5%.
S = (2*L*I)/(γ*e)
S = ( 2*1,5*15,39)/(44* (39,4*2*(0,45/100))
S = 2,95 mm²
Por lo que consultando el catálogo del fabricante, elegiremos una sección de 6 mm² que
soporta 70 A. También irán provistas de un interruptor automático para corriente continua de
2 polos y con una intensidad de 63 A cada grupo de la marca Schneider Electric.
2.3.3.
Tramo del regulador de carga a las baterías
Considerando una caída de tensión de 0.3% con el fin de tener un valor igual o menor a
1.5% y una distancia de 3 metros entre los elementos a conectar, realizaremos la siguiente
operación:
S = (2*L*I)/(γ*e)
S = ( 2*1,5*15,39)/(44* (39,4*2*(0,3/100))
S = 8,88 mm²
Por lo que consultando el catálogo del fabricante, elegiremos una sección de 10 mm² que
soporta 96 A. También irán provistas de un interruptor automático para corriente continua de
2 polos y con una intensidad de 63 A cada grupo de la marca Schneider Electric.
2.3.4.
Tramo de las baterías al inversor
Para el tramo desde las batería al inversor utilizaremos el mismo tipo de cable que en los
apartados anteriores.
34
Conociendo el valor de la C20 = 1486 Ah, obtenemos una intensidad de 74,3 A. Aplicando
un factor de seguridad del 25%, 93 A,
S = (2*L*I)/(γ*e)
S = ( 2*3,5*74,3)/(44* (39,4*2*(0,3/100))
S = 50 mm²
hemos desarrollado la misma expresión que en los casos anteriores y aplicándola para los
valores de este tramo, obtenemos una sección de 50 mm² , la misma que encontramos en el
catalogo.
2.3.5.
Tramo del inversor a CGMP
Debemos tener en cuenta que a partir de este tramo, el estudio del cable resultará para
corriente alterna. La tensión ahora será a la salida de nuestro inversor es monofásica de 230V
y con cos(φ) la unidad. Tendremos ahora de una nueva condición de caída de tensión máxima
del 2%.
Los conductores para este tramo se colocarán en tubos fijados a la pared en el tramo de la
caseta de inversores protegidos por tubos rígidos de PVC.
El cable utilizado será el Harmohny XZ1 Al (S) con una tensión asignada de aislamiento de
0,6/1 kV en corriente alterna diseñado para distribución de energía B.T. para instalaciones al
aire, entubadas y/o enterradas. En el diseño de la instalación, según como se ha explicado en
el capítulo de Memoria 5. Componentes de la instalación se ha optado por elegir 2 inversores
idénticos de 48V, 5000VA. Para ambos elementos se ha elegido la misma protección y sección
de conductor.
El CGMP se sitúa en la entrada y nuestros inversores se encuentran en la habitación
contigua compartiendo tabique. Para la distribución de cableado desde Inversor hasta el
cuadro general de mando y protección (CGMT) disponemos de una preistalacion. Esto nos
evita tener que realizar cualquier tipo de obra. Hemos considerado una distancia entre
inversor y CGMP de 12 metros. Calculamos el cableado a la salida del inversor:
S = ((2*L*I)/(γ*e))*cosφ
S = (( 2*12*87)/(44* (230*(2/100)))*1
S = 10,31 mm²
Deberemos utilizar cable de 25mm² que soporta una intensidad máxima de 96A, ya que el
de 16 mm² solo soporta 75A.
35
3. COSTE DE LA INSTALACIÓN
El presupuesto ha sido adquirido en la búsqueda de los precios en diversas webs.
Descripción
Unidades
Precio
Total
Sharp NU-RC300 / 300W
20
199,33
3986,6
Enair 30PRO 48V
1
8127,56
8127,56
24
583,16
13995,84
2
515
1030
2
3299
6598
FLAT ROOF RACKING
SYSTEM
20
65
1300
General cable ZZ-F (25mm² )
11,2
3,1
34,72
General cable ZZ-F (6mm² )
1,5
1,25
1,875
General cable ZZ-F (10mm² )
1,5
1,7
2,55
General cable ZZ-F (50mm² )
3,5
3,9
13,65
12
0,77
9,24
Pack de 10 Fusibles 16A
2
10,5
21
Mano de obra, transporte,
material aux, etc.
10%
Batería BAE 12PVS 1800
MPPT 150/60 de
Victron Energy
48/5000/70-100/100 de
Victron Energy
Harmohny XZ1 Al
(25mm²)
35121,035
Total
38633,13
Total+IVA
46746,09
La instalación tiene un coste antes de impuestos de CUARENTA MIL OCHOCIENTOS
VEINTE CON NOVENTA Y DOS EUROS. Con este resultado, procedemos a calcular el
coste de €/Wp. Este proceso nos ayuda a verificar si el coste de la instalación se encuentra
dentro de un coste razonable en función del mercado.
Para ello realizaremos la siguiente operación:
Coste WPICO = (coste total (sin iva))/potencia instalación
Coste WPICO = 38633,13 / 9000 = 4,29 €/ Wpico
36
4. CALCULO DE AMORTIZACIÓN DE LA INSTALACIÓN
Hemos realizado el estudio de la amortización basándonos en diversas fuentes realizando
tanto una estimación del precio actual de la energía como de la previsión a 25 años del
aumento de la misma.
Para este estudio de previsión nos hemos basado en fuentes oficiales de noticias de
actualidad energética. El aumento de la demanda, las condiciones meteorológicas que no
favorecen a las renovables, la parada temporal de la parte del parque nuclear francés, el
incremento del precio del gas o el peaje de acceso a la red eléctrica, son motivo del aumento
exponencial del precio de la electricidad en nuestro país.
Por ello, hemos estimado un coeficiente de incremento del precio del 7% para nuestro
estudio de amortización.
AÑO PRECIO Kwh INCREMENTO
1
0,135
7,00 %
2
0,144
7,00 %
3
0,155
7,00 %
4
0,165
7,00 %
5
0,177
7,00 %
6
0,189
7,00 %
7
0,203
7,00 %
8
0,217
7,00 %
9
0,232
7,00 %
10
0,248
7,00 %
11
0,266
7,00 %
12
0,284
7,00 %
13
0,304
7,00 %
14
0,325
7,00 %
15
0,348
7,00 %
16
0,372
7,00 %
17
0,399
7,00 %
18
0,426
7,00 %
19
0,456
7,00 %
20
0,488
7,00 %
21
0,522
7,00 %
22
0,559
7,00 %
23
0,598
7,00 %
24
0,640
7,00 %
25
0,685
7,00 %
AHORRO
1215,000
1300,050
1391,054
1488,427
1592,617
1704,100
1823,387
1951,024
2087,596
2233,728
2390,089
2557,395
2736,413
2927,962
3132,919
3352,223
3586,879
3837,960
4106,618
4394,081
4701,667
5030,783
5382,938
5759,744
6162,926
AHORRO TOTAL
1215,00
2515,05
3906,10
5394,53
6987,15
8691,25
10514,64
12465,66
14553,26
16786,98
19177,07
21734,47
24470,88
27398,84
30531,76
33883,99
37470,86
41308,82
45415,44
49809,52
54511,19
59541,97
64924,91
70684,65
76847,58
La estimación es que la amortización del proyecto de la instalación sera de 18 años.
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Paginas web donde se recopila la información.
https://es.weatherspark.com/y/42603/Clima-promedio-en-Ador-Espa%C3%B1adurante-todo-el-a%C3%B1o
https://www.enair.es/es/aerogeneradores/e30pro
PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System)
https://www.sfe-solar.com/paneles-solares/sharp/paneles-solares-sharp-nu-rc300/
https://autosolar.es/pdf/BAE_SECURA_SOLAR.pdf
https://autosolar.es/pdf/MPPT-150V-45A_a_150V-100A.pdf
http://www.technosun.com/es/descargas/Techno-Sun-estructura-ajustablesuperficie-planaficha-EN.pdf
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Paneles
fotovoltaicos
Grupo
Regulador
de carga
Aerogenerador
Regulador
de carga
Cuadro
General
Inversor
Regulador
de carga